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作者：清能互联 咨询部
当电网遭遇紧急事故，系统频率可能在瞬间严重偏离正常范围，不仅威胁供电可靠性，甚至可能引发连锁性风险。此时，应急FCAS如同电网的“安全气囊”，可秒级响应、紧急制动，阻止频率恶化，为系统恢复争取关键窗口。本文将为读者全面介绍NEM中的应急FCAS，从其功能定位到市场化运作机制，解析这一守护电网安全的重要防线。
应急FCAS是保障电网在紧急事件下频率稳定的关键机制，堪称电网的“安全气囊”。当发电机组脱网、输电故障等突发状况引发频率剧烈波动时，它通过本地控制系统实现快速响应，以遏制频率恶化。该服务体系被细分为极快速、快速、慢速和延迟四个子类，每个子类均包含向上和向下调节，共八个服务品种（见表1）。
表1 应急辅助服务类型
应急FCAS的四个子类构建了一个多层次、递进式的频率防御过程。首先，极快速、快速及慢速服务在扰动初期承担“遏制”功能，旨在以最快速度抑制频率变化，实现初步稳定。随后，延迟服务则承担“恢复”功能，它提供稳态的功率校正，为频率恢复至标称值（50Hz）提供基础，并与调节FCAS等其他服务协同进行精细调整，直至常规的发电与负荷调度重新平衡系统。
图1 应急频率控制辅助服务运行示意图（向上调节）
（资料来源：Guide to Ancillary Services in the National Electricity Market）
应急FCAS市场的提供主体与调节FCAS的相同，均为按照报价参与集中调度的且具备相应调节能力的资源。
应急FCAS同样与电能量在同一时间框架下交易，其市场化交易流程与调节FCAS类似。
AEMO按周度、季度发布FCAS市场运行状况报告，分析NEM频率控制需求（详见调节FCAS篇幅中的介绍）。季度报告中除了基本的频率性能指标，还会公布发电/负荷事故发生频率及规模等相关信息。
应急FCAS申报包含两个阶段：
物理边界申报（T-2日12:30前）
机组需提交相关的技术参数，并定义FCAS梯形图。一般情况下，遵循标准梯形图逻辑（同调节FCAS）。
BDU申报应急FCAS时，梯形图与标准情形略有不同。由于BDU具备充放电的双向电能流动特性，启用限制以及响应拐点的取值可能为正或为负。
图1 BDU应急FCAS报价梯形图
（资料来源：FCAS Model in NEMDE）
价格意愿申报（T-1日12:30前）
在T-1日12:30之前，市场主体需要分别申报每种应急FCAS的价格和可用容量。在实时调度前，市场主体可重新投标。规则与调节FCAS报价一致，不再赘述。
不管是预调度还是实时调度，应急FCAS与电能量、调节FCAS均联合出清（Co-optimization）。优化求解前，系统执行报价预处理和需求确定：
报价预处理
报价预处理包括应急FCAS梯形图调整和启用前置条件核验。
● 应急FCAS梯形图调整
由于应急FCAS侧重在突发情况下提供秒级响应，瞬时遏制频率偏移，在进行梯形图调整时，只对半调度机组申报的应急FCAS进行UIGF（无约束间歇性发电预测）调整，不像调节FCAS还须考虑AGC启用上下限、爬坡率调整。
● 启用前置条件核验
AEMO从可用容量及报价有效性、技术参数合规、资源初始状态、AGC控制校验和能量约束等五个方面对申报应急FCAS的机组进行核验，确保其具备启用条件。核验涵盖的范围与调节FCAS一致，但具体技术要求不同。
应急FCAS需求确定
NEM通过动态系统仿真来分区评估各类应急FCAS的需求量。其核心思想是，各类应急FCAS的需求并非独立确定，而是在仿真中通过协同优化紧密耦合、同步求解的。
仿真的目标是找到满足频率安全标准下，成本最低的FCAS服务组合。其基本逻辑如下：
1、确定“净”事故规模：首先，理论上的总需求基准由“净事故影响”决定，即剔除了系统固有负荷自调节（Load Relief）效应后的事故影响规模（Contingency Size）。负荷自调节会天然缓解频率偏差，从而降低对FCAS的总需求。
2、进行协同优化仿真：在仿真过程中，系统会根据以下耦合关系，动态确定各FCAS品种的具体采购量：仿真会模拟从遏制到恢复的全过程。快速FCAS（如1秒、6秒服务）的有效投入会直接减少对慢速FCAS（如60秒服务）的需求量。系统会寻找成本最低的服务组合，例如，采购更多的极快速服务可能会替代一部分快速服务，体现了它们之间的“替代效应”和“此消彼长”的关系。
● 事故影响规模
表2 事故影响规模表
● 负荷自调节
负荷因频率变化而发生的自动调整，其变化总是缓解频率偏差。其大小基于区域负荷需求预测、频率偏差量和负荷自调节因子计算。
（1）大陆主网（Mainland）：每0.5Hz的频率偏差，负荷自调节因子为0.5%。
（2）塔斯马尼亚州：与主网异步相连，电网规模小，负荷自调节因子为0。
此外，极快速服务的需求确定是一个特例。由于其功能是瞬间遏制频率变化率，它与系统惯性的关系极为密切。因此，其需求量在上述差值计算的基础上，还需额外考虑惯性水平：区域惯性越低，频率突变风险越大，对极快速服务的需求也越大。
应急FCAS在出清的时候需要满足区域需求和机组能力两个方面的约束：
● 应急FCAS需求约束
前序步骤预测的应急FCAS需求量，会作为模型中的采购需求量。
当塔斯马尼亚州通过Basslink联络线参与主网频率控制时，主网的需求量会根据电力潮流方向进行调整。
此外，由于延迟服务和调节FCAS均可在5分钟内响应，发挥频率调节功能。因此专门设置了约束条件协调两类服务，避免重复采购。
● 机组FCAS约束
为了确保中标容量可执行，当机组同时申报电能量、调节FCAS和应急FCAS时，联合容量约束会量化三者容量竞争关系，确保调度指令在机组运行能力范围内。
应急FCAS与电能量、调节FCAS联合出清（Co-optimization）。应急FCAS出清定价与调节FCAS遵循类似逻辑。经调整的应急FCAS市场投标和应急FCAS需求是NEMDE求解输入信息的一部分。AEMO根据约束条件（包含需求约束、联合容量约束等）确定每个区域的边际价格。机组的启用顺序是按照成本最优原则确定的。
应急FCAS结算包含应急FCAS支付以及成本分摊。结算周期与电能量结算保持一致。
与调节FCAS相同，AEMO根据每种应急FCAS的启用量和出清价格向提供服务的机组支付费用。
应急FCAS成本分摊
相比于调节FCAS，应急FCAS的启用频率较低，成本分摊虽然同样遵循“谁肇事，谁付费；谁受益，谁付费”的原则，但在责任认定上采用较为粗放、简单易行的方式。某一区域的应急FCAS成本由该区域相关的参与者进行分摊。其中，向上调节的应急FCAS成本主要由发电侧承担，以发电量占比为量化责任；向下调节的应急FCAS成本主要由用电侧承担，以用电量占比为责任权重。
尽管调节FCAS和应急FCAS共同发挥维护系统频率稳定功能，但AEMC审查发现，在正常运行条件下，NEM全网频率状况表现出持续恶化趋势。随着可再生能源占比提升，电力预测不确定性加大，频率稳定面临更大挑战。
为改善系统频率，AEMC引入为期3年的PFR机制作为短期措施，要求风电、光伏等间歇性电源与传统机组共同承担一次调频义务。即：所有调度和半调度发电机组均强制承担一次调频义务。
PFR因成效显著，被确立为长期性（enduring）安排。同时初步引入频率表现支付机制FPP，通过经济激励，提升机组频率响应积极性，保障义务有效履行。
2024年3月，规则进一步明确规范储能等双向单元BDU的PFR要求。
PFR与FCAS共同构成了协同响应的防御机制，二者既明确分工又紧密衔接：
PFR作为并网机组的强制义务，通过本地控制提供分布式、无时延的初始频率支撑，与调节FCAS共同维护日常运行中的频率稳定。
随着高比例可再生能源并网，PFR的广域分布式响应与FCAS的集中式储备形成互补，共同应对低惯性系统下的频率稳定性挑战。
NEM构建了一套安全、可靠且经济的辅助服务体系，融合市场化采购和非市场化长期机制，实现分层频率控制，以适应高比例可再生能源转型需求。尽管高度市场化提升市场效率，但仅凭市场自发调节难以保障系统安全。下文将解读NEM如何通过市场化、半市场化和强制手段相结合，构建适用于低惯性电力系统的新型安全体系，确保高比例新能源环境下系统稳定运行。